浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计

PAGE浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计电气部分说明书

目录1概述2电气主接线3短路电流计算4主要设备规范及参数5厂用电接线及布置6事故保安电源和不停电电源7直流系统8控制、测量、保护和自动装置9过电压保护及接地10电缆及电缆敷设11照明和检修网络12厂内通信13火灾报警系统14阴极保护PAGE49概述设计依据作为设计依据的有关文件及要求请详见本工程初步设计第一卷《总的部分》（33－F4741C－A）。其中包括：国家电力公司电力规划设计总院“关于印发浙江浙能兰溪发电厂工程可行性研究报告审查意见的通知”。国家发展计划委员会批转的浙江浙能兰溪发电厂工程项目建议书。浙江浙能兰溪发电厂工程初步设计合同。工程概况厂址位于兰溪市东南部的灵洞乡石关村，厂址北面距石关村约130m，距兰溪市区中心约4.5km，离金华市约21km。金兰中线（金华-兰溪）公路从厂址中部经过。铁路金千线紧靠厂址北侧，从厂址东南往西北方向通过，铁路专用线接轨站为距厂址东南约2.3km的功塘站。金华江紧靠厂址西南面，流向为从厂址南面流向西北方向。厂址地势平整开阔，目前大部分为农田和滩地，少量鱼塘，沿江侧已建有十年一遇的防洪堤，自然地面高程一般为28.0～29.2m(85国家高程)，防洪堤内的面积约200公顷。金兰中线公路（金华-兰溪）从厂址中部经过，目前为四级公路。铁路金千线紧靠厂址北侧，从厂址东南往西北方向通过，电厂铁路专用线接轨站为距厂址东南约2.3km的功塘站。厂址区域金华江为六级航道，目前能通航100吨级船舶。厂址位于金衢盆地中部的兰溪市和龙游县境内，属中亚热带季风湿润气候区，四季分明，气候温和，雨量充沛，光照充足，无霜期长。厂址处于负荷中心，并且具备良好的建厂条件，是地区电网的主力电厂。电厂在电力系统中主要承担基本负荷，同时也能够满足电网调峰运行要求。本期装机容量为4X600MW国产燃煤超临界机组，并留有再扩建的可能。根据本工程规模，建成后将成为浙西电网中的主力电厂。本工程年利用小时数按5500h年设计。本期工程电气部分设计范围1.3.1本院负责的设计范围及内容发电机系统升压站系统厂用电系统保安电源系统和交流不停电电源系统控制、保护及自动装置直流系统厂内通信系统照明及检修网络阴极保护系统10）过电压保护及接地系统11）电缆及其构筑物系统12）火灾报警13）（厂外）补给水泵房电气及控制14）（厂外）灰场小区电气及控制1.3.2由业主外委或另行委托设计的项目及设计分界a)输电线路工程；b)厂外通信工程；电气设备选择所用的气象条件累年平均气压(hPa)1010.7累年平均气温(℃)17.6累年平均最高气温(℃)22.1累年平均最低气温(℃)14.2最热月平均气温(℃)29.7(七月)最冷月平均气温(℃)5.3(一月)极端最高气温(℃)41.4(2003年7月30日)极端最低气温(℃)-8.2(1970年1月16日)最高日平均气温(℃)35.0(2003年7月30日)最高年平均气温(℃)18.0累年平均相对湿度(%)76累年最小相对湿度(%)8(1986年3月7日)累年平均水汽压(hPa)17.3累年平均降水量(mm)1476.5最大年降水量(mm)2150.6(1954年)最小年降水量(mm)891.3(1978年)最大24小时降水量(mm)145.2最长连续降水天数(d)10过程降水量(mm)426.1累年平均蒸发量(mm)1445.6累年平均雷暴日数(d)36累年最多年雷暴日数(d)66(1975年)累年最大积雪深度(cm)38累年平均风速(m/s)1.6十分钟平均最大风速(m/s)18瞬时最大风速(m/s)>40全年主导风向NNE冬季主导风向SE夏季主导风向NNE地震设计烈度（对电气设备）：6度（按7度设防）（正弦三个周波，安全系数1.67以上）地面水平加速度：0.2g地面垂直加速度：0.1g根据电阻率测试，厂区电阻率双对数曲线类型为“K”型，浅部粘性土与下部泥质粉砂岩电阻率较低，而中部粉细砂与圆砾层电阻率相对较大。土壤电阻率为：17~450欧-米电气主接线2．1本期工程新建4×600MW汽轮发电机组，4台机组均采用发变组单元接线，以500kV电压接入系统。由于发电机出口装设断路器在技术上具有很多优点，本次设计采用发电机出口设断路器，发电机与主变压器用离相封闭母线相连接。发电机采用自并励静止励磁系统，励磁系统采用进口设备。2500kV配电装置及主变引线本期新建500kV配电装置。500kV采用1断路器接线，根据（可研）预审查，该配电装置将建设3个断路器串，其中第1、2每串各接有1回主变压器500kV进线和1回500kV出线。第3串接有2回主变压器500kV进线。远景扩建2回出线。备变采用500KV，以单开关接于一条母线。（可研）预审查意见同意采用GIS，断路器的开断电流按不小于63kA进行招标。500kV配电装置拟采用屋内式布置。根据系统设计规划，如扩建二期工程将另建独立的升压站。每回主变500kV进线装设电压互感器以满足同期、测量及保护的需要。500kVGIS与主变压器及备变间采用架空导线连接方案。架空线方案成本底，简单可靠，运行维护方便。对500kVGIS的过电压将另行委托计算，以确定当500kV线路近区遭受雷电反击时，在500kVGIS的母线是否需要装设避雷器。各系统采用的电压及接地方式表2-1系统名称或额定电压所接电动机的额定电压正常母线电压母线电压变化范围中性点接地方式相数线数500kV518±5%kV主变中性点直接接地33发电机22kV22±5%kV中性点经配电变（二次侧接电阻）接地33中压厂用电6kV6.3kV6±5%kV变压器中性点经电阻接地33低压厂用电(主厂房内)380/220V400V/230380±5%V直接接地34低压厂用电(主厂房外)380/220V400/230V380±5%V220±5%V直接接地34380V系统全部采用直接接地。这是考虑到直接接地系统所具有的优点：a）220V电压无须设独立的隔离变，220V与380V合并为同一系统。b）接地故障不易误动或拒动。c）实践中发现许多厂家的设备仍然要配220V电源，无法满足380V电压要求。d）有长期的运行经验。380V直接接地方式比电阻接地方式的缺点是单相接地时本回路不能继续运行。但60万机组380V系统的一类负荷极少，少数一类负荷也都为一用一备，但回路故障跳闸对可考性影响不大。因此这点缺点影响不大，与优点比是可接受的，因此本工程推荐采用直接接地方式。备用电源的引接停机/备用电源取自500kV系统，4台机公用的1台停机/备用变压器使用1个500kV断路器。停机/备用变压器接500kVGIS比接专用的220kV备用电源线有下列优点：造价便宜100万元以上；完全没有初始相位差问题。大大有利于厂用电快速切换。切换时冲击电流会更小；易于管理。短路电流计算3．1短路电流计算参数及设定3.1.1元件参数主变额定容量S＝720MVA阻抗Ud＝20%发电机额定容量S＝600MW直轴超瞬变电抗（饱和值）Xd”≥18%高压厂变容量40MVA阻抗Ud＝16%备用变容量40MVA阻抗Ud＝16%中压电动机起动电流倍数：按6倍考虑。电动机反馈电流冲击系数取1.7。参与反馈的电动机容量为28400kW。500kV系统参数500kV母线三相短路电流（来自系统）为25.52kA计算假定主变压器考虑-7.5%的阻抗误差高压厂变考虑-10%阻抗误差备用变考虑-10%的阻抗误差发电机次暂态电抗按保证值，不计误差3．2计算结果表3-1故障回路短路电流I”（kA）(对称有效值)冲击电流（kA）（峰值）选用断路器开断电流（kA）500kV母线34.4888.5463IPB主母线105.41284.60125IPB分支母线179.71516.13-IPB励磁变引线179.71516.13-6.3kV母线45.73118.5450具体的短路电流计算及等效阻抗图参见图33-F4741C-D-03.4主要设备规范及参数4.1发电机系统4.1.1发电机主要参数#1,#2,#3,#4机组制造厂东方发电机有限公司额定功率Pn600MW最大连续输出功率Pmax655.2MW额定功率因数CosΦn0.9(滞后)额定电压Un22kV额定电流In17495A最大电流Imax19105A额定氢压0.414Mpa(g)效率η98.95%短路比（SCR）≥0.58承受负序电流能力稳态I2/In≥10%暂态(I2/In)2t≥10s（强励）顶值电压/允许时间2倍/10s定子绝缘等级F级（使用于B级温升）转子绝缘等级F级（使用于B级温升）冷却方式水－氢－氢发电机的额定功率为600MW。发电机的最大连续输出功率（其中包含了发电机励磁功率）能在额定氢压额定功率因数下和汽轮机的T-MCR工况相匹配。发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s，而不发生有害变形及接头开焊等情况。进相运行能力：发电机能在额定负荷、功率因数0.95（超前）时长期连续运行。机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲击。线路单相快速重合闸不受限制。发电机中性点采用经配电变压器(二次侧接电阻)接地的高电阻接地方式。发电机配有2台100%容量的定子冷却器和相应的辅助设备。发电机在额定转速、额定氢压和标准状态下漏氢量不大于：8m3/24h（注：折算成标准气压下）4.1.2发电机励磁系统励磁方式：采用高起始响应的自并励静止励磁系统。强励时，能在0.050.06s秒内，励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95％。当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统应能保证连续运行。励磁系统具有短时过载能力，对自并励静止励磁系统，按80%机端电压计算，强励倍数不小于2，允许强励时间不小于10秒。励磁系统电压响应比为不小于4.0倍/秒。自动电压调节器的调压范围发电机空载时应能在20％～110％额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。手动励磁控制单元应保证从不大于10%空载励磁电压到不小于110%额定励磁电压值的范围内进行稳定平滑地调节。可控硅整流装置具有足够的裕量。同臂并联可控硅元件数等于5（5柜），当1/5并联支路退出运行时，能满足发电机强励要求。当2/5支路退出运行时，能保证发电机在额定工况下连续运行。整流装置并联元件间设有均流措施，均流系数不低于0.95。整流元件不串联，均压系数为1.0。自动电压调节器（AVR）AVR采用数字微机型，其性能应可靠，并具有与DCS的硬接口和通讯接口。它有2个冗余主控制器A和B，分别接受来自不同的PT和CT二次侧的信号量，输出信号分别经脉冲放大器A和B放大后形成触发脉冲去控制可控硅整流器。当工作系统故障时，将自动切换至备用系统。每一个主控制器都包含手动励磁控制功能作为备用和用于调试的目的。此外，还有一个独立的手动备用励磁控制通道。该通道也可用于调试目的。该励磁控制系统除了包括较完善的控制功能外还应有：具有自动启动和手动启动两种方式；具有用于硬件和软件的自诊断功能，能及时的检测出异常情况并提供处理步骤；具备过渡状态的记录功能，以实现故障分析和试验分析。AVR至少设有下列附加单元：-过励磁限制；-过励磁保护；-低励磁限制；-电力系统稳定器（PSS）；-V/H限制及保护等。励磁变压器采用干式变压器（6500kVA,自冷式），布置在汽机房0.0米层。功率整流装置柜、灭磁开关柜和AVR装置柜均布置于汽机房运转层靠A列柱侧（发电机励磁端）。4.1.3发电机套管型电流互感器的配置发电机具有六个出线套管，每个出线侧套管和每个中性点侧套管上均装有四个次级电流为5A的电流互感器。4.2主变压器由于运输问题，本工程选用的主变压器为单相式双绕组、强油循环风冷式，YNd11接线，530±2×2.5%/22kV，Ud＝20%。根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）的规定，该变压器的容量可按发电机的最大连续输出容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65℃的条件来选择：故选择主变压器容量为3X240MVA。主变500kV套管的泄漏距离为≥1705cm。主变压器将配有智能式氢气监视仪以连续监视变压器油中溶解的氢气浓度。可通过DC4－20mA模拟量信号送入机组DCS系统。4.2.1技术参数和性能要求4.2.1.1型式：户外、双绕组、油浸单相强迫油循环风冷无载调压低损耗升压变压器。型号：DFP-240MVA/500kV冷却方式：ODAF4.2.1.2额定容量：（在绕组平均温升≤60K时连续额定容量）三相变压器组：3×240MVA。4.2.1.3台数：单相：13台（其中一台为备用相）4.2.1.4绕组额定电压（线电压）：单相：高压530kV2×2.5％低压22kV调压方式：无励磁调压调压位置：高压侧中性点调压4.2.1.5额定电流：高压侧：792A低压侧：10909A(相电流)4.2.1.6额定频率：50Hz4.2.1.7联接组别标号：YN，d11（三相变压器组）4.2.1.8中性点接地方式：死接地4.2.1.9短路阻抗(以高压绕组额定容量为基准)高压-低压：20％(允许偏差±7.5%)4.2.1.10绝缘耐受电压：短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)雷电冲击截波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压680155016751175高压中性点140325－―低压85200220－4.2.1.11套管4.2.1.11.1耐受电压：设备最高电压Um=550kV短时工频(有效值，kV)雷电冲击全波(峰值，kV)操作冲击(峰值，kV)高压74016751175高压中性点185480－低压85200－4.2.1.11.2瓷套颜色：褐色（BROWN）4.2.1.11.3套管爬电距离（已按套管平均直径修正过）：高压18755mm，低压1375mm，高压中性点3500mm4.2.1.11.4伞裙的宽度、伞间距应符合IEC60815之规定。4.2.1.11.5套管的试验和其他的性能要求符合IEC60137规定。4.2.1.12套管电流互感器4.2.1.12.1附表每台变压器应供给下述的套管电流互感器装设位置高压套管高压套管高压套管高压中性点套管台数1222准确级0.20.25P305P30电流比1250/5A1250/5A1250/5A500～1000/5A二次容量50VA50VA50VA20VA仪表安全系数Fs≤≤5≤5—— 表中：Fs仪表保安系数4.2.1.12.2套管电流互感器符合GB1208、GB16847现行标准的规定。4.2.2性能要求4.2.2.1连续额定容量时的温升：顶层油温升<50K(用温度传感器测量)绕组平均温升<60K(电阻法)油箱表面及金属结构件表面<75K（用红外线热像仪计测量）。铁心温升：铁心本体温升不使相邻绝缘材料损伤4.2.2.2效率和损耗：在额定电压、额定频率、额定容量和功率因数为1，75℃，不含辅机损耗时的效率保证值（无负误差）：≥99.728%效率=(1-损耗/容量)×100%，其中损耗=负载损耗(75℃)＋空载损耗。4.2.2.3负载损耗：在主分接额定容量（75℃），不含辅机损耗下负载损耗（含杂散损耗）保证值（无正误差）：≤575kW4.2.2.4空载损耗：额定频率、额定电压的空载损耗保证值（无正误差）：≤80kW额定频率、110%额定电压的空载损耗：约120kW。4.3发电机离相封闭母线发电机主回路封闭母线规范额定电流24000A额定电压≥25.2kV动稳定电流250kA(rms)560kA(peak)热稳定电流250kA(rms)/2s厂用分支封闭母线规范额定电流3000A额定电压≥25.2kV动稳定电流300kA(rms)800kA(peak)热稳定电流300kA(rms)/2s采用自冷式、微正压系统。离相封闭母线应包括PT柜、中性点设备柜、电容器和避雷器柜等。4.4发电机出口断路器额定电压≥25.2kV额定电流≥21000A额定开断电流≥125kA4.5500kVGIS系统标称电压：500kV（rms）设备最高电压：550kV（rms）额定电流（母线、断路器、隔离开关）：4000A（rms）短路电流耐受能力：63kA（rms）/3s动稳定电流：158kA（peak）（断路器）额定开断电流：63kA（rms）（断路器）额定关合电流：158kA（peak）4.6高压工作厂变和备用变高压工作厂变为三相双绕组变压器，每机组两台，规范如下：三相双绕组变压器40MVA22+8×1.25%-10×1.25%/6.3kV，16％，Dyn1有载调压，风冷或自冷式。高压工作厂变能承受在105%的额定电压下，低压绕组短路达2秒钟的动热稳定要求。每4台机组设置一台高压停机/备用变压器。停机/备用变压器容量原则上与高压工作厂变相同，按标准容量等级，选择规范如下：三相双绕组变压器，40MVA515±8×1.25%/6.3kV，16％，Ynyn0d11有载调压，风冷或自冷式。4.7中压封闭母线自高压厂变次级绕组（6.3kV）至中压配电装置以及备用变压器次级绕组（6.3kV）至中压配电装置的线路均采用离相封闭母线。鉴于本工程推荐4台机合用1台备用变，相应要求6kV设备及母线的可靠性要高，而离相母线的可靠性比共箱母线高，可减少发生相间短路的概率，故本工程推荐采用离相封闭母线。10kV等级的母线用于6kV回路，母线额定电流4000A，自冷式、微正压系统。5厂用电接线及布置厂用电电压及中性点接地方式中压厂用电采用6kV电压，低压厂用电压为380/220V。200kW及以上电动机采用6kV电压，200kW以下电动机采用380V电压。75～200kW电动机由380V动力中心供电，75kW以下电动机由低压电动机控制中心供电。高压厂变6.3kV中性点采用中电阻接地方式，单相接地时跳闸；全厂380V系统采用中性点直接接地的方式。中压厂用电接线接线方案比较中压厂用电采用单一的6kV电压等级。前一阶段我们对6kV厂用电接线进行了多个方案比较，鉴于每台机组设置2台双绕组高压厂变A和B，相应的6kV采用2段母线（A段和B段）分别对应于高压厂变A和B的方案在技术上和经济上均存在明显的优点，加上国内多个开关柜制造厂均可以提供分断能力达50kA，热稳定电流为50kA(rms)/3s的进口或合资断路器（额定电流1250A～4000A）及其相应的开关柜，本次初步设计采用此方案。5.2.2中压厂用电接线(1)每台机组配置2台相同的、容量各为40MVA的高压厂变。每台机组的6kV厂用母线分为A、B两段，分别对应于高压厂变A和B的低压侧绕组。供成对设置的机炉电动机、变压器，机组脱硫负荷和部分离主厂房较近的低压公用负荷的变压器。主厂房内6kV系统断路器选用开断能力50kA的真空断路器。“F-C”组合使用于1000kW及以下的电动机和1600kVA及以下的低压厂变的供电回路。(2)＃1、＃2、＃3、＃4机组共用1台容量为40MVA的停机/备用变压器。备用变自身不带公用负荷运行。(3)6kV输煤配电装置设有A,B两段母线，分别由6kV的1A、3A段和6kV的2A、4A段供电。这样考虑的原因是：当输煤系统出现最大运行方式（即所有输煤负荷全部同时使用）时，实际接在1台机的1台高压厂变上的电气负荷也仅仅是输煤系统最大运行方式时的全部负荷量的一半左右，从而在选择高压厂变时可选用较小容量的变压器以限制工作电流和短路电流，同时也提高了输煤6kV系统的供电可靠性。输煤6kV配电装置断路器分断能力也采用50kA。(4)综合水泵房配电装置与输煤配电装置距离较近，其2回电源分别来自＃1机6kV母线段和＃2机6kV母线段。(5)补给水泵房升压变及灰场升压变向（厂外）供电，与输煤配电装置距离较近，其各2回出线均分别接自＃1机6kV母线段和＃2机6kV母线段。(6)所有中压馈线回路均装设过电压吸收装置和接地闸刀。5．3低压厂用电接线原则5.3.1低压厂变成对配置、互为备用（暗备用）。两个低压母线段分别对应于中压系统的A母线和B母线。正常运行时联络断路器断开，当其中一台厂变退出运行时，可手动进行切换，不考虑自动投入的方式。5.3.2对于检修电源的设置有如下2个方案：a.每台机不设检修变，而由低压公用变压器供检修负荷，每2台机的照明变互为备用。b.每2台机设1台检修变，该检修变除供检修负荷外，并作为2台机的照明变的备用电源。方案a可节约部分设备投资，但＃1机建成而＃2机未建成时，＃1机的照明变暂时无备用电源。方案b相对投资较大，但不存在＃1机照明变在＃2机未建成时失去备用电源的问题。我们认为上述2个方案都是可行的，本次初步设计暂按方案b设计。5.3.2＃1、＃2机组、＃3、＃4机组的循泵房内各设低压配电装置各一个，为二机公用。由于循泵房内的低压电动机均为中小容量，因而将循泵房低压配电装置的PC和MCC合二为一。5.3.3每台机组设有3段保安MCC，每段保安MCC设置有2个正常电源，1个保安柴油机供电的电源，当2个正常电源都消失时，柴油发电机组将会自动起动。5.3.5生产区域所有户内布置的变压器均采用干式变压器。补给水泵房升压变及灰场升压变暂按油浸变设计，也可以采用干式变压器。5．4电动机自起动厂用电压水平校验根据DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》附录的有关公式，6kV和380V厂用正常起动和成组起动时母线电压水平验算结果如下表：校验项目母线电压要求值高压厂变Ud=16%备用变Ud=16%电动机正常起动高压厂变已带正常负荷再起动电动给水泵80%81.9%备用变已带正常负荷再起动电动给水泵80%81.27%电动机成组起动高低压母线串接自起动机组高压母线65～70%79.1%79.1%输煤高压母线65～70%79.1%79.1%低压母线55%56.6%56.6%5．5主厂房厂用电设备及布置5.5.1高压厂变布置在主厂房A列柱外，与A列柱的（中心）间距均为22m。满足规程所要求的最小防火间距。至于各变压器之间，由于距离太近，则通过设置防火墙来满足消防规程的要求。5.5.2因本工程4台机组合用1台高压停机/备用变压器，考虑到布置的合理性，为缩小厂前区布置场地，缩短备用变6.3kV侧分相封闭母线及500KV架空线的长度，并满足#1机的倒送电工作和#2机安装工作的进度要求，停机/备用变压器布置于#1、#2主变压器之间靠#2机侧。5.5.3每台机组的发电机出口断路器布置在各自汽机房的发电机中心线A列柱外的披屋6.85m层。发电机励磁变布置在披屋0m层。发电机励磁柜布置在披屋13.7m层。5.5.4每台机组的6kV厂用配电装置布置在各自汽机房的6.85m层。5.5.5#1、#2机组的380V汽机PC、锅炉PC、公用PC、公用部分的MCC、检修PC和照明PC均布置在#1、#2机集控楼底层。#3/#4机组的380V汽机PC、锅炉PC、公用PC、检修PC和照明PC则布置在#3/#4机集控楼底层。锅炉MCC布置在锅炉房的底层，汽机部分的MCC则分散布置在汽机房内。5.5.6开关柜型式6kV开关柜采用高质量的金属铠装手车式真空及F-C开关柜。380VPC和MCC均采用高质量的金属封闭抽出式开关柜。5．6输煤系统厂用电接线和布置5.6.1输煤系统在厂区设有6kV煤场配电装置1个，电气接线为两段单母线，每段具有2回主厂房引来的6kV电源进线，电源自各本机组主厂房6kV厂用配电装置A段引接。正常运行时每段的两回进线电源一回工作、一回备用，当其中一回进线故障退出运行时,另一回进线快速切换投入。两段母线之间不设联络开关，考虑到4台机组建设进度的不同，当#1、#2机在建而#3、#4未建成时，而此时6kV输煤的某一段失去电源时，可临时利用两段母线的备用开关作为联络开关，以保证供电。5.6.2输煤系统设置两个380V配电装置：卸煤380VPC及输煤380VPC。卸煤380VPC设两台2500kVA﹑6.3kV/400V的干式变压器，负责向翻车机房、#1~#6转运站低压负荷供电。输煤380VPC设两台2000kVA﹑6.3kV/400V的干式变压器，负责向煤场、#7~#9转运站、碎煤机室、输煤综合楼、水工废水系统、脱硫废水系统区域低压负荷供电。每个380VPC接线均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时,手动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。5．7除灰系统厂用电每台炉的除灰系统设置一个380VPC,负责给其功率在75～200kW电动机及MCC供电，每个380VPC设置二台1250kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从本机组主厂房6kV厂用配电装置A、B段引接。每个380VPC接线均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。除灰系统200kW以上的输送风机采用6kV电动机，直接由本机组主厂房6kV厂用配电装置供电。除灰380VPC布置于干灰库区域。5．8电除尘厂用电系统每台炉的电除尘设置一个380VPC,每个380VPC设置二台2500kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从本机组主厂房6kV厂用配电装置A、B段引接。每个380VPC接线均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。电除尘380VPC布置在除灰/电除尘控制楼的三层，控制楼为每两台机组设一座，布置在两台炉的电除尘器之间。5．9水处理系统厂用电系统水处理系统设置一个380VPC,负责给化水﹑启动锅炉房系统功率在75～200kW电动机及其MCC供电。380VPC设置二台1250kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从主厂房#1机和#2机厂用6kVB段母线引接。380VPC接线为两段单母线，两段母线之间设联络开关，正常运行时两台变压器各带一段母线，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。水处理系统380VPC布置在化水车间。5．10脱硫系统厂用电系统每台炉的脱硫系统设置一个380VPC,每个380VPC设置二台1000kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从本机组主厂房6kV厂用配电装置A、B段引接。每个380VPC接线均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。脱硫380VPC布置在脱硫控制楼的底层，控制楼为每2台机组合设一座，布置在每2台炉的脱硫装置之间。5．11暖通系统厂用电系统暖通系统设置一个380VPC,负责给制冷加热站系统、制氢站功率在75～200kW电动机及其MCC供电。380VPC设置二台1250kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从主厂房#1机和#2机厂用6kVB段母线引接。380VPC接线为两段单母线，两段母线之间设联络开关，正常运行时两台变压器各带一段母线，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。暖通系统380VPC布置在制冷加热站区域。5．12综合水系统厂用电系统综合水系统设置一个380VPC,负责给综合水泵房、净化站、消防泵房、石膏脱水系统低压负荷及其MCC供电。380VPC设置二台1250kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从主厂房#1机和#2机厂用6kVB段母线引接。380VPC接线为两段单母线，两段母线之间设联络开关，正常运行时两台变压器各带一段母线，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。综合水系统380VPC布置在综合水泵房。5．13厂前区系统厂用电系统厂前区系统设置一个380VPC,负责给雨水泵房、厂前区综合楼、500KVGIS等区域的低压负荷供电。380VPC设置二台1250kVA﹑6.3kV/400V变压器，电源分别从主厂房#1机和#2机厂用6kVB段母线引接。380VPC接线为两段单母线，两段母线之间设联络开关，正常运行时两台变压器各带一段母线，当其中一台变压器故障退出运行时,可自动投入母线联络开关。380V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自380V配电装置。厂前区系统380VPC布置在雨水泵房附近的厂前区配电装置室。5．14（厂外）补给水泵房供电系统从输煤6kVA、B段母线各引接一路电源,分别经1250kVA6.3/10.5kV升压变﹑约4公里架空线送至补给水泵房。补给水泵房设6kV配电装置,由两台1250kVA﹑10/6.3kV的有载调压干式变压器供电。6kV配电装置接线为两段单母线，两段母线之间设联络开关。正常运行时两台变压器各带一段母线，当其中一台变压器故障退出运行时,手动或自动投入母线联络开关。6kV系统中性点采用不接地方式。补给水泵房的380V配电装置为单母线接线，由2台200kVA、6.3kV/400V干式变压器供电，正常时一台工作一台备用。400V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自400V配电装置。5．15（厂外）灰场小区供电系统从输煤6kVA、B段母线各引接一路电源,分别经630kVA6.3/10.5kV升压变﹑约4公里架空线送至灰场小区。灰场小区设380V配电装置,380V配电装置为单母线接线，由2台630kVA、10kV/400V干式变压器供电，正常时一台工作一台备用。400V系统中性点采用直接接地方式。照明及检修电源直接取自400V配电装置。事故保安电源和不停电电源事故保安电源6.1.1每台机组设置一台空冷型柴油发电机组作为本单元的应急保安电源。与柴油发电机组配套的附属设备应包括控制、保护设备、起动蓄电池、日用油箱等。日用油箱的容量满足4小时满负荷运行的需要油量。发电机容量为1200kW。能满足各保安负荷的需要。柴油发电机组可远方或就地，可手动或自动予以起动在10秒以内达到全速并准备带负荷。自收到起动信号到带满负荷的时间小于20秒。保安电源的负荷约为如下所列：电梯、扫描器冷却风机、氢密封油泵、交流润滑油泵、盘车电动机、顶轴油泵、空预器盘车及其油泵、燃油输送泵、各应急操作阀门、燃烧控制系统、蓄电池充电装置、主厂房事故照明、烟囱障碍灯、停机冷却风机、真空破坏阀、UPS等。每台柴油发电机组连接到保安电源动力中心，从动力中心再连接到保安MCC。6.1.2发电机为三相50周Y接法，中性点直接接地，励磁方式为静态励磁。测量仪表有：电流、电压、频率、有功、无功和有功电度。发电机装有如下保护装置：-反时限过流-接地保护-逆功率-低频-过电压-失磁保护动作信号可在就地控制屏上显示，故障总信号送到单元控制室。6.1.3保安柴油发电机组和相应的保安PC,MCC均布置在集控楼底层后部。每2台机组的柴油发电机组和相应的保安PC布置在同一处。交流不停电电源（UPS）6.2.1每台机组配置二套75Kva80kVA的UPS装置。其供电的对象为电厂计算机监控系统、数据采集系统、协调控制系统、炉膛安全保护系统、汽机DEH、紧急跳机系统、发电机保护系统、火灾报警系统、厂内调度通讯、网络监控系统等。二套UPS装置输出端子之间不作电气连接。6.2.2输煤系统设置一套20kVA﹑220V的交流UPS电源，供输煤程控系统使用。6.2.3飞灰系统每台机组设置一套20kVA﹑220V的交流UPS电源，供飞灰程控系统使用。6.2.4脱硫系统每台机组设置一套20kVA﹑220V的交流UPS电源，供脱硫控制系统使用。7直流系统7.1.主厂房直流系统7.1.1110V直流系统110V直流系统用于主厂房内（包括除尘系统）的控制设备、保护、仪表和信号装置等负荷。每台机组设2组110V阀控式密闭铅酸蓄电池，无端电池，每组52只电池，8小时放电容量为1200Ah800Ah，事故末期放电电压每只电池1.80V，每只蓄电池均衡充电电压2.30V。直流母线电压变化范围为93.6-119.6V。每组蓄电池配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1），其额定输出电流为250A。另外，尚有1台充电器作为2组蓄电池的备用，备用充电器只能同时投入一组母线以免造成二组直流母线误并列。直流母线的短路电流按10kA考虑。工作充电器的交流电源来自保安MCC，。备用充电器的交流电源来自汽机MCC。110V直流系统采用单母线分段接线，直流馈线和充电器接至配电母线。110V直流接线见图F3032CF4741C－D－14。每组110V直流母线配有能检测母线及各馈线接地故障的微机型绝缘监测装置，母线或馈线回路发生接地故障时，发出报警信号。每组110V直流系统配置一套微机监控系统。7.1.2220V直流系统220V直流系统用于主厂房内的动力、集控室事故照明和UPS装置等负荷。每台机组设1组220V阀控式密闭铅酸蓄电池，无端电池，每组107只电池，8小时放电容量为1500Ah，事故末期放电电压每只电池1.80V，每只蓄电池均衡充电电压2.30V。直流母线电压变化范围为192.6-246.1V。每组蓄电池配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1），其额定输出电流为300A200A，二台机组配1台备用充电器，备用充电器的二组进线刀闸应保证其中只能有一组处于闭合状态，以保证二组220V直流母线不会误并列。直流母线的短路电流按20kA考虑。工作充电器交流电源来自每台机组的保安MCC，备用充电器的交流电源来自公用MCC。220V直流系统的接线与110V直流系统相同。220V直流接线见图F3032CF4621C－D－15。每组220V直流系统配有能检测母线及各馈线接地故障的微机型绝缘监测装置，母线或馈线回路发生接地时，发出报警信号。每组220V直流系统配置一套微机监控系统。7.1.3设备布置110V蓄电池和220V蓄电池布置在集控楼8.58.5m层蓄电池室内，蓄电池充电器和直流屏布置在集控楼8.58.5m层电子及电子室B内电气继电器室内。7.2网控直流系统嘉兴电厂一期220kV500kV网控楼继电器室内已建有设2组110V、300Ah600Ah阀控式密闭蓄电池，、每组蓄电池配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1），其额定输出电流为180A。3台160A充电器的110V直流系统一套，本期高压配电装置110V直流电源仍由此直流系统供电。由于此110V直流系统已运行约7年，蓄电池寿命将终，需更换成600Ah阀控式密闭蓄电池2组。7.3厂区直流系统7.3.1水处理系统直流水处理系统配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）充电器2台。7.3.2淡水系统直流厂外淡水系统配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）充电器2台。7.3.3输煤配电装置直流系统输煤配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，150Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）充电器2台。7.3.4除灰配电装置直流系统灰库区域除灰配电装置每2台机组配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1套（n＋1）高频开关电源充电器充电器2台。7.3.5灰场小区直流系统灰场小区配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，40Ah阀控式密闭蓄电池1组，充电器2台。7.3.5循环水泵房系统直流循环水泵房配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）充电器2台。7.3.6暖通配电装置直流暖通配电装置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）。7.3.7厂前区配电装置直流厂前区配电装置配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）。7.3.8综合水泵房配电装置直流综合水泵房配电装置配置1套110V直流系统。该直流系统包括110V，60Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）。7.3.9脱硫系统直流脱硫系统每2台机组配置1套220V直流系统。该直流系统包括220V，200Ah阀控式密闭蓄电池1组，配1台充电器套充电器高频开关模块（n+1）。8控制、测量、保护和自动装置8.1控制8.1.1单元机组控制本工程4台600MW机组采用两二机一控的单元控制室方式，控制室位于两炉之间的集控楼内，每台机组保护屏、变送器屏、故障录波器屏等均布置在集控楼8.58.5m层电子及电气继电器设备间内。在单元控制室内不设电气控制屏，单元机组电气设备均进入机组DCS中实现顺序控制和实时监视。设置一面电气辅助屏，在该屏上有少量的报警信号窗，发电机有功、无功定子电流、定子电压、电压和频率表励磁电流以及同期表装置。在DCS内的监控设备有：发电机出口断路器（GCB）主变压器发电机励磁系统（包括磁场断路器、AVR）高压厂变有载调压开关6kV工作进线断路器6kV备用进线断路器备用变*在220kV线路控制系统控制）*备用变有载调压开关*6kV厂用工作母线上的各低压厂变6kV断路器输煤配电装置6kV馈线断路器汽机变380V断路器锅炉变380V断路器公用变380V断路器照明变380V断路器检修变380V断路器循泵变380V断路器*单元机组厂用电动机在DCS内的监视设备有：主变压器温度和信号系统高压厂变温度和信号系统高压备变温度和信号系统*柴油发电机组本体保护和信号380V汽机MCC380V锅炉MCC380V公用MCC*UPS220V直流系统110V直流系统发电机组正常起停由DCS实现自动顺序控制，或由操作员站进行一对一软手操控制。另外在操作台上设有发电机和磁场断路器的紧急跳闸按钮，以上按钮直接动作发变组电机保护出口继电器。在发电机起动过程中,DCS按预先编制的自动控制程序投入自动控制同期装置(ASS)、汽机调速系统（DEH）、励磁调节器（D－AVR）和发电机磁场断路器，使发电机升速、起励、升压直至并网带到一定的有功和无功负荷。在并网过程中，ASS装置向DEH和D－AVR发出调速和调压指令，满足同期要求后由ASS发出合闸脉冲，将发电机500kV断路器合闸。D－AVR和ASS均为独立装置，与DCS之间采用硬接线连接。发电机和6kV厂用电系统电压互感器二次绕组采用零相接地方式。中压厂用电源通过DCS实现软手操控制，每段6kV母线设置一套厂用电源快速切换装置用于厂用电源的正常和事故切换，中压厂用电源正常切换中的同期鉴定在快切装置内实现，快切装置与DCS之间采用硬接线连接。8段6kV母线只允许其中的1段进行事故切换，其余7段必须实行闭锁。手动停机切换则无须限制，只要监视一下高压备变不过负荷即可。＃01高压备变（包括500kV侧断路器）的监控接入DCS的公用通讯网络。在每台机组电子室B内设置一块厂用电源倒送电控制屏，以提供在DCS未投入运行前厂用电源需要进行倒送电时的控制手段，在该屏上控制的设备有起备变220kV侧断路器、6kV备用进线断路器、380V汽机变和锅炉变的6kV断路器及400V断路器，当DCS投入运行后由带锁的选择开关断开这些设备的跳合闸回路。为节省电缆，在中压开关室和网控楼内设DCS远程站，用来采集6kV断路器和起备变220kV侧断路器的模拟量、开关量、脉冲量及控制断路器的跳合闸。6kV输煤配电装置进线断路器的监控在输煤控制系统内实现。主厂房内低压厂变和循泵变的380V断路器通过DCS实现软手操控制，每组低压厂变互为暗备用，正常运行时分段断路器断开，当一台变压器故障或检修时，分段断路器手动投入。对厂区低压厂变380V断路器的监控点设置如下：除尘变除尘PLC控制系统除灰变除灰PLC控制系统化水变化水PLC控制系统综合水变化水PLC控制系统输煤变输煤PLC控制系统卸煤变输煤PLC控制系统暖通变暖通PLC控制系统脱硫变脱硫DCS或PLC控制系统主厂房内380VPC至MCC馈线回路采用开关柜就地手动操作，在DCS内设有位置显示和事故报警信号。DCS电气部分配置见图F3032CF4741C－D－16。8.1.2500kV线路控制配置一套500kV升压站网络监控系统（简称500kVNCS）,在500kVNCS中监控的元件有500kV断路器和500kV母线设备。NCS监控系统采用分层式结构，设中央层(即人机界面层)，在中央层设置两台操作员工作站，操作员可以通过操作员站控制和监视500kV断路器、隔离开关（包括接地刀闸）。设一台工程师站，可以进行500kVNCS系统的编程和设置。在间隔层内每个断路器采用一个控制测量单元，负责对该断路器的电流和电压交流采样、信号采集、同期鉴定及跳合闸控制。各控制测量单元之间实现通讯，以完成断路器、隔离开关和接地刀闸之间的操作闭锁。在间隔层的控制测量单元可以对断路器、隔离开关（包括接地刀闸）进行监控，间隔层的监控独立于中央层，中央层的任何故障不影响间隔层的运行。间隔层与中央层之间通过冗余的通讯光缆进信息交换。中央层与单元机组DCS及厂级管理系统SIS实现网络通讯。根据接入系统可研审查意见要求，取消远动RTU，远动信息利用间隔层测控单元采集，在500kVNCS中设有数据处理及通讯装置，通过该装置能向华东调、省调和区调传送远动信息和执行调度命令。为满足AGC功能的要求，每台机组设置一个AGC测控单元。关于升压站500kVNCS操作员工作站的布置点因涉及到网络控制的管理问题和现有220kV设备控制的改造问题，可能的方式有：于#1、#2机集控室。(1)500kVNCS的操作员站设在＃3/#4机组单元控制室内，在#5/#6机组控制室内设置一台供监视用的操作员站。改造后220kVNCS（注:不属二期工程的范围）的操作员站设在＃1/#2机组单元控制室内，220kVNCS中有34A/34B和56A/56B起备变220kV侧断路器的反馈信号，500kVNCS和220kVNCS之间实现通讯。(2)500kVNCS和220kVNCS作为一个监控点操作员站设在＃3/＃4机组单元控制室内，500kVNCS设计和220kVNCS改造设计一并考虑，选用同一类型设备，在＃1/＃2机组和#5/#6机组单元控制室内分别设置一台供监视用的操作员站。如果220kVNCS的改造在前，可将监控用的操作员站先设在#1/#2机组单元控制室内，以后再移至#3/#4机组单元控制室。间隔层的设备均布置在已建的网控楼500kV继电室内。机组的AGC测控单元布置在每台机的继电器室内。500kV系统电压互感器二次绕组采用零相接地方式。系统配置图见图F3032CF4741C－D－17。8.1.3辅助系统监控根据本工程辅助系统监控的范围及各辅助系统中工艺系统的关联性和物理位置上的相邻关系，煤、灰、水三大系统先设独立的监控子网。如输煤系统全厂设一套完整的监控子系统；化水控制系统将锅炉补给水系统、净水预处理系统、废水处理系统、工业水系统、生活水系统、消防水系统全厂设一套监控子系统；凝结水精处理及取样加药系统两台机组设一套监控子系统；飞灰输送系统每两台机组设一套监控子系统，渣水处理系统、石子煤输送系统每两台机组设一套渣水监控子系统，炉底捞渣机随设备自带PLC，状态信号通过硬接线进DCS显示，并与渣水控制系统通讯，干灰分选系统全厂设一套监控子系统，将全厂飞灰输送控制系统、渣水控制系统及干灰分选控制系统联网，组成全厂灰渣控制系统；制氢系统及循环水加氯系统各设独立的监控子系统，子系统采用PLC加上位机的方式，其中，循环水加氯系统不设上位机。在此基础上，将所有辅助监控子系统进行连网，控制点设在集控室（两机一控的#1、#2机控制室），其中，煤系统的监控点设在就地煤控制室，灰渣系统采用四机一控，监控点设在脱硫除灰控制室，运行人员在集控室通过辅助系统集中监控系统可以浏览到煤系统和灰渣系统的有关运行参数，但操作在上述两个监控点完成，在水系统中保留操作员站和工程师站，以便于系统的启动调试，正常运行时在集控室进行集中监控。输煤、飞灰、除渣系统各设一套完整的监控子系统，子系统中保留操作员站和工程师站，以便于系统的启动调试，待系统运行稳定后，可在中央控制室进行集中监控。8.1.3.1输煤控制子系统输煤控制子系统采用PLC程序控制，PLC采用双机热备用方式。输煤控制柜及CRT控制台布置在电厂一期的输煤控制室内。输煤控制系统通过双冗余的交换机与辅助系统集中监控系统实现网络通讯。输煤系统设置一套工业电视监视系统，并与全厂工业电视监视系统联网。该系统包括位于输煤控制室内监视器和CRT操作台，以及布置在输煤系统的各个重要部位电视摄像头。系统配置见图F4741C－D－18。8.1.3.2飞灰控制子系统每两台机组设一个除尘除灰控制室，控制室设在除灰/除尘控制楼的14.40m层，控制楼布置在两台炉的电除尘器之间。每台炉设一套完整的飞灰控制系统，控制系统采用PLC程序控制，PLC采用双机热备用方式。飞灰控制系统主机柜及CRT控制台布置在除尘除灰控制室内。系统配置见图F4741C－D－19。8.1.3.3除渣控制系统每台炉设一套完整的除渣控制系统，控制系统采用PLC程序控制，PLC采用双机热备用方式。除渣控制系统主机柜及CRT控制台布置在除尘除灰控制室内。除渣控制系统通过双冗余的交换机与辅助系统集中监控系统实现网络通讯。8.1.4除尘控制系统除尘控制系统的监控纳入单元机组的DCS监控范围。由于电除尘系统其工艺系统的特殊性设单独的控制系统，在除尘控制室设启动调试用的人机接口设备（操作员站兼工程师站），并与相应机组的DCS进行通信，待系统运行稳定后，统一在中央控制室机组DCS的人机界面中监控。每台炉的电除尘器采用一套微处理机控制的高﹑低压成套供电装置。整流变采用高位布置方式，高﹑低压程控柜布置在除灰/除尘控制楼的二层，LCD控制台布置在除尘除灰控制室内。8.2测量电气测量表计按“DL/T电测量及电能计量装置设计技术规程”的要求配置。向DCS传送的模拟量信号为4－20mA，有功电度/无功电度表带有脉冲无源输出接点。发电机的电量测量在发电机电压端。500kVNCS采用交流采样。关口电度表的设置地点如下：每台主变500kV侧高压备变500kV侧8.3继电保护8.3.1保护设计主要原则8.3.1.1发变组电机、变压器、高压厂变和备用变采用微机型保护装置。8.3.1.2发电机、变压器、高压厂变和备用变发变组采用双重化保护，从电流和电压回路、直流电源、保护出口继电器及电缆完全独立以形成100％冗余。8.3.1.3发电机、变压器变组、高压厂变和备用变保护的出口继电器采用手动复归型，保护装置动作后闭锁相关断路器的合闸回路，必须手动复归后才能进行合闸操作。8.3.1.4500kV断路器失灵保护在系统保护中统一考虑，发变压器变组保护动作将向500kV断路器保护提供起动信号，失灵保护的电流闭锁元件由系统保护提供。8.3.1.5变压器本体非电量保护不起动失灵保护。8.3.1.6500kV短线保护在系统保护中统一考虑。8.3.1.7500kV断路器闪络保护宜由系统保护提供。8.3.1.8每串500kV断路器设一面操作继电器屏。8.3.1.7发电机后备保护的配置应能满足自并励静止励磁系统的特性，在发电机机端和系统短路故障时均应能可靠和安全的动作。8.3.1.8为确保输电线路在永久性故障跳闸后厂用电源能可靠快速的切换，每台机组设置一套双重化的微机型零功率切机保护装置，动作于变压器发变组保护的出口继电器。8.3.1.9发电机断水保护由热控专业根据发电机制造厂提供的断水减负荷曲线的要求在DCS中实现。8.3.2发电机变组保护配置如下：（1）发电机差动保护（－K87）（2）定子100％接地保护（由－K64G1和－K64G3组成）（3）失磁保护（－K40）（4）负序保护（－K46）（5）过激磁保护（－K95）（6）逆功率保护（－K32）（7）电压闭锁过电流（－K51/27）（8）失步保护（－K78）（9）低频保护（－K81）（10）高频保护（11）发电机突加电压保护（－K81AEG）（12）发电机磁场一点和二点接地保护（由AVR成套）（13）发电机过负荷保护（－K49）（14）发电机过电压保护（－K59）（15）发电机定子匝间保护（－K58）（16）发电机断路器失灵保护（17）发电机起停机保护8.3.3变压器变组保护配置如下：（1）主变差动保护（－K287）（2）主变高压侧零序过电流保护（－K51N）（3）断路器非全相保护（－K28）（4）阻抗保护（－K21）（5）过激磁保护（－K95）（6）主变低压侧接地保护（7）主变非电量保护8.3.4励磁变压器变组保护配置如下：（1）励磁变差动保护（－K87）（2）励磁变速断/过流保护（－K50/51）（3）励磁变故障（绕组温度保护、转子接地保护）（由AVR成套）8.3.5高压厂变保护配置如下：（1）差动保护（－K187）（2）速断保护（－K150）（3）过流保护（－K151）（4）中性点过流保护（－K151N）（5）非电量保护8.3.66kV工作进线保护配置限时速断/过流保护（－K150/151）8.3.76kV母线保护配置低电压保护（－K127）8.3.8发电机、励磁变保护装置的出口方式有二种：全停：跳汽机、磁场断路器、发电机出口断路器。程序跳闸：跳汽机，主汽门关闭逆功率动作后全停。8.3.9变压器、高压厂变保护装置的出口方式有以下三种：（1）跳闸方式1（全停）跳500kV断路器、发电机出口断路器、汽机、磁场断路器、6kV工作进线断路器、起动500kV断路器失灵保护，同时进行厂用电快速切换。（2）跳闸方式2（全停，不起动失灵保护）变压器非电量保护动作时，跳500kV断路器、发电机出口断路器、汽机、磁场断路器、6kV工作进线断路器、同时进行厂用电快速切换。（3）跳闸方式3（全停，不进行厂用电源快速切换）高压厂变过流保护动作时，跳500kV断路器、发电机出口断路器、汽机、磁场断路器、6kV工作进线断路器和起动500kV断路器失灵保护。8.3.10高压备变保护配置如下：（1）差动保护（－K87）（2）高压侧速断保护（－K50）（3）高压侧阻抗保护（－K27/51）（4）高压侧零序过流保护（－K151N）（5）低压侧中性点过流保护（－K251N）（6）过激磁保护（7）500kV断路器失灵保护（8）非电量保护8.3.116kV备用进线保护配置如下：（1）限时速断/过流保护（－K150/151）（2）接地过流保护（－K151N）8.3.12高压备变保护装置的出口方式高压备变保护动作跳500kV断路器和6kV备用进线断路器。6kV备用进线保护动作跳6kV备用进线断路器。8.3.13低压厂变和高压电动机保护厂用中压系统进线和馈线断路器采用微机型综合保护装置，设置在开关柜内。凡2000kVA及以上的低压厂变和2000kW及以上的高压电动机装设差动保护，用于差动保护的CT二次额定电流应为1A；其它均装设速断/过流保护。对于F－C供电回路，短路保护由熔断器实现。厂用中压系统采用200A中电阻接地，出现接地故障后直接跳闸。8.4自动装置8.4.2.1每段厂用母线配置一套厂用电源快速切换装置，该装置应能满足手动切换和自动切换的功能要求：(1)正常切换：厂用电源正常切换时手动起动，通过该装置进行同期鉴定实行先合上工作或备用电源，合闸成功后经过延时自动跳开备用或工作电源。如切换不成功，则仍保持原有的工作状态。正常手动停机切换无须限制段数，只要监视一下高压备变不过负荷即可。(2)事故切换：厂用电源事故切换由主变及高压厂变保护起动，当确认工作电源已断开，相角差在设定的范围内实现从工作电源向备用电源的快速切换。高压厂变过流保护和6kV工作进线过流保护动作时闭锁厂用电源快速切换，以防止合闸到故障母线。当厂用电源快速切换不成功时，经低压保护延时跳开所有6kV电动机回路馈线，等待人工进行手动的无压切换。8段6kV母线只允许其中的1段进行事故切换，其余7段必须实行闭锁。8.4.2每台机组设置一套自动准同期装置（ASS）。8.4.3每台机组设置一套故障录波器。8.4.4每台机组设置一套数字式励磁电压调节装置（D－AVR），布置在汽机房运转层。过电压保护及接地主要设备绝缘水平主变525/22kV-525kV绕组/套管BIL－1550/1675kV-525kV中性点BIL－325kV-高压套管爬距18755mm-22kV绕组/套管BIL－200kV单元厂变22/6.3kV-高压绕组BIL－220kV-高压套管爬距≥810mm-6.3kV绕组/套管BIL－75kV-6.3kV套管爬距≥300mm备用变500/6.3kV-500kV绕组/套管BIL－1550/1675kV-高压中性点套管BIL－325kV-高压套管爬距≥17050mm-6.3kV套管爬距≥300mm500kVGIS-BIL：（相对地）1550kV（peak）（断路器断口间）1550＋450kV：（peak）-工频耐压（1min）：（相对地）740kV（rms）（隔离开关断口间）740＋318kV（rms）-500kVGIS出线套管（SF6－AIR）-BIL：1800kV（peak）-工频耐压（干放电1min）：740kV（rms）过电压保护9.2.1直击雷保护9.2.1.1在500kV配电装置的进出线构架上装设避雷针（线）。9.2.1.2烟囱顶部装设避雷针。9.2.1.3油罐、制氢站等处装设独立避雷针，输煤系统转运站等高建筑物顶设避雷针（带）。9.2.1.4500kV主变、高压备变门型架顶部考虑挂拉避雷线，与汽机房A排避雷针构成联合保护，主变、高压厂变和备用变已处该保护范围之中。架空导线采用避雷线保护。9.2.2雷电侵入波及操作过电压保护9.2.2.1为防止线路雷电侵入波损坏电气设备，在500kV出线上装设氧化锌避雷器。该避雷器按防止内过电压要求选择，其额定工作电压444kV。主变压器500kV侧装设额定电压为420kV的氧化锌避雷器。备用变500kV侧装设额定电压为420kV的氧化锌避雷器。为保护发电机及主变低压侧的绝缘，发电机出口开关主变侧装设一组氧化锌避雷器。接地中性点接地方式。各系统接地方式见表2－1。主变及高压备变高压侧中性点直接接地，以降低设备中性点绝缘水平和简化过电压保护。发电机中性点经配电变压器接地。其二次侧电阻的选择按接地故障时电阻性电流≥发电机电压侧电容电流总和(包含GCB所配电容)同时考虑由于发热造成电阻电流降低的因素。由此使接地故障时发电机电压健全相的过电压控制在2.6倍相电压值以下。中压厂用电系统中压厂用6.3kV系统为中电阻接地系统，金属性接地电流按200A考虑。接地9.3.2.1厂址区场地地貌属于浙西南金衢盆地红层剥蚀残丘。场地微地貌单元表现为河谷平原，厂址大部分地段属金华江下游一级阶地，高程一般在28.0～31.5m(1985国家高程基准，下同），其中A列外构架、GIS室及最西侧冷却塔等地段为河漫滩，高程在26.0～28.0m。现场地主要为水田与养殖珍珠塘，渠道、水沟纵横交错，地形相对平坦，地势低洼，地面高程一般在26.0m左右。其中珍珠塘位置地面标高较低，一般24.21～26.0m左右。本次主厂房区地面高程一般在29.5～30.5m，属金华江下游一级阶地。厂区场地地基土主要有第四系全新统冲积（alQ4）、上更新统冲洪积(al-plQ3)土层与白垩系上统金华组（K2j）的泥质粉砂岩或粉砂岩。第四系土层主要由冲积、冲洪积成因的粘性土、粉细砂、圆砾及卵石混粘性土组成根据厂址区场河漫滩多水特性，腐蚀性较强，故对敷设于地下的接地钢管、扁钢都采用热镀锌。为满足热稳定的要求及耐腐蚀要求，接地主网采用大截面热镀锌扁钢。接地装置采用水平接地体为主和垂直接地体组成的复合人工接地网。本期工程厂址区土壤电阻率较低，易于保证接地电阻≤0.5Ω，接地网采取的具体做法是：1)由热镀锌钢管接地极（垂直接地体）和热镀锌扁钢（水平接地体）组成地下接地网。2)主厂房区域充分利用汽机房和锅炉房的钢柱基础、烟囱基础和汽轮发电机机座下大量的钢管桩作为优良的自然接地体，以便大大降低接地电阻值。3)在烟囱、引风机座和避雷针（器）安装处应设有集中接地装置，即加设垂直接地极。9.3.2.2设备接地引线以及二次接地网材料采用镀锡铜绞线。直接从地下接地网引出的接地线最小截面不小于35mm2（铜）。电缆及电缆敷设10.1电缆10.1.1一般要求10.1.1.1电缆导体采用铜芯（除有特殊要求者除外），电缆阻燃特性应满足GB12666.5-90C类成束燃烧试验标准，相当于IEC－332－3C类成束试验标准。10.1.1.2直流系统电源、消防水泵等重要回路选用耐火型电缆。10.1.2各类电缆的主要技术规范6kV电力电缆:交联聚乙稀（XLPE）绝缘，阻燃PVC护套，铜芯屏蔽电力电缆（ZR-YJV-6/6kV），其屏蔽层的软铜带应能承受200A电流、2秒而不超过200℃（导体温度90℃，环境温度40℃）。采用断路器供电的电动机回路最小热稳定截面为3X120mm2，变压器回路最小热稳定截面为3X185mm2；采用F+C供电的电动机和变压器回路最小热稳定截面为3X50mm2，380V电力电缆:交联聚乙稀（XLPE）绝缘，阻燃PVC护套，铜芯电力电缆(ZR-YJV–0.6/1.0kV)。控制电缆:交联聚乙稀（XLPE）绝缘，阻燃PVC护套，铜芯(B级，同心绞合，裸或复有镀层的软铜线)控制电缆。a）多芯，600/1000V，无屏蔽控制电缆，用于一般场合。b）多芯，600/1000V，屏蔽控制电缆，用于与DCS、数字式保护相连接的二次回路。c）单对或多对，300V，对绞屏蔽电缆，用于模拟量信号回路。电缆敷设主厂房内电缆敷设以架空桥架为主，通向设备采用埋管敷设。厂区辅助建筑物内可采用电缆桥架、电缆沟、电缆排管等型式，对于化水区内的电缆，不采用电缆沟敷设。从主厂房至厂区各辅助建筑的电缆构筑物采用架空桥架和电缆沟相结合的形式。在电缆敷设设计中，将中压电缆、低压电缆、控制电缆、低电平电缆分层敷设，电压等级高者在上。不同系统的电缆应尽量分别敷设在不同的构筑物中，电缆排管高、低压要分开，低电平电缆应敷设于专门的钢导管中或敷设在带盖及带底的钢制槽盒中以防止受到干